Durante boa parte da expansão recente do biometano no Brasil, a pergunta central esteve relacionada ao potencial. Quanto o País poderia produzir a partir de resíduos agropecuários, agroindustriais, urbanos e de saneamento? Em quais regiões esse recurso estaria disponível? Que setores poderiam substituir gás natural, diesel ou outros combustíveis de origem fóssil?
Essas questões permanecem relevantes, mas o desenvolvimento do mercado começa a exigir respostas para um conjunto diferente de problemas. Produzir biometano é apenas uma etapa de uma cadeia que precisa fazer a molécula chegar ao consumidor, comprovar suas características, identificar sua origem e criar condições para que seus atributos de descarbonização sejam reconhecidos economicamente.
A agenda da ROG.e 2026, realizada entre 21 e 24 de setembro no Rio de Janeiro, tornou essa mudança particularmente visível. A programação da Empresa de Pesquisa Energética e da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis reuniu, em poucos dias, discussões sobre infraestrutura de gás e biometano, biocombustíveis avançados, planejamento decenal, combustíveis de baixa pegada de carbono, certificação, intensidade de carbono e o Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural.
O ponto mais relevante não está em cada uma dessas iniciativas isoladamente. Está na forma como começam a se conectar.
A discussão sobre biometano deixa de ser apenas uma agenda de oferta para se tornar uma discussão de sistema. Isso envolve produção, mas também escoamento, processamento quando aplicável, transporte, conexão à infraestrutura existente, demanda, certificação, registro e instrumentos regulatórios capazes de associar a molécula renovável à redução de emissões.
Em outras palavras, o mercado começa a migrar da pergunta “quanto o Brasil pode produzir?” para uma questão mais difícil: como transformar esse potencial em oferta economicamente acessível, rastreável e efetivamente conectada aos consumidores?
O planejamento integrado começou a ser construído antes da ROG.e
A apresentação realizada nesta semana é resultado de um processo que começou anos antes.
Em março de 2023, o Conselho Nacional de Política Energética instituiu, por meio da Resolução CNPE nº 1, o grupo de trabalho do Programa Gás para Empregar. Entre seus objetivos estava a elaboração de estudos destinados a melhorar o aproveitamento do gás produzido no País e discutir a expansão e o funcionamento de sua infraestrutura.
O passo seguinte ocorreu em 2024. O Decreto nº 12.153 criou o Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano, PNIIGB, atribuindo à EPE a tarefa de elaborar um planejamento que tratasse de forma coordenada oferta, demanda e infraestrutura.
A própria definição do plano já representa uma mudança importante para o biometano.
Segundo a página oficial do PNIIGB mantida pela EPE, o escopo considera instalações de escoamento, processamento, estocagem e transporte de gás natural, distribuição por gás natural comprimido, GNC, ou gás natural liquefeito, GNL, além das instalações de produção de biometano e de seu posterior transporte.
Isso significa que o biometano passa a ser analisado dentro de uma arquitetura de infraestrutura mais ampla, e não somente como um combustível produzido de maneira descentralizada.
Essa distinção importa porque a geografia do biometano é diferente daquela do gás natural convencional.
Grande parte de seu potencial está associada a resíduos que surgem onde estão atividades agropecuárias, agroindustriais, aterros sanitários, estações de tratamento e outros empreendimentos produtores de matéria orgânica. Essas fontes podem estar distantes da malha de gasodutos ou dos maiores centros industriais de consumo.
Em alguns casos, a conexão dutoviária poderá ser economicamente justificável. Em outros, o atendimento poderá depender de compressão e transporte rodoviário, liquefação ou soluções locais em que produção e consumo estejam relativamente próximos.
Por isso, identificar apenas o potencial energético de uma região não é suficiente.
É necessário entender quanto custa levar essa energia até o usuário, que infraestrutura existe nas proximidades, quais rotas são tecnicamente possíveis e onde estão os consumidores capazes de sustentar economicamente os investimentos necessários.
2025 estruturou a metodologia para transformar potencial em planejamento
Ao longo de 2025, esse desenho começou a ganhar método.
Entre março e abril, a EPE submeteu a consulta pública a metodologia do PNIIGB. O trabalho passou a considerar não apenas o levantamento das infraestruturas existentes, mas também previsão de oferta e demanda de gás natural e biometano, seleção de projetos, análise socioambiental, estimativas de investimento e efeitos sobre emprego e renda.
Em agosto de 2025, a empresa publicou a versão final da Nota Técnica Metodológica. O documento incorporou o processo de participação pública, que recebeu 148 contribuições de 16 agentes do setor. A EPE informou então que as contribuições serviriam de base para a etapa seguinte de elaboração efetiva do plano.
Outra etapa importante foi a chamada pública realizada entre abril e maio daquele ano. Seu objetivo foi reunir informações fornecidas pelos próprios agentes para estimar demanda efetiva por serviços de infraestrutura e identificar potenciais de oferta e demanda de gás natural e biometano.
Essa abordagem ajuda a enfrentar um problema recorrente de planejamento.
Potencial técnico não é necessariamente oferta comercial. Da mesma forma, uma estimativa de demanda não significa que um consumidor esteja disposto a contratar determinada infraestrutura nas condições econômicas disponíveis.
Ao consultar agentes, mapear infraestrutura e analisar projetos, o planejamento tenta reduzir essa distância entre projeção e realidade.
Em setembro de 2025, a EPE publicou para consulta pública uma versão do PNIIGB com projetos selecionados para aquele ciclo, incluindo justificativas, análises de custos, impactos socioambientais, conexão com a infraestrutura existente e efeitos sobre emprego e renda.
O documento explicava que a primeira versão do plano surgia em um momento de transformação do mercado de gás e de avanço das políticas de descarbonização, tornando necessário um instrumento que superasse a análise isolada de projetos e passasse a observar a indústria de maneira integrada.
É justamente essa lógica que torna o PNIIGB especialmente relevante para o biometano.
22 de setembro: infraestrutura de gás e biometano volta ao centro do debate
Na terça-feira, 22 de setembro de 2026, a discussão chegou à ROG.e.
Às 16h50, a EPE apresentou a metodologia e os impactos do Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano em uma sessão técnica dedicada a planejamento, governança e organização institucional do mercado. A apresentação ficou a cargo do analista Henrique Rangel, da Superintendência de Petróleo e Gás Natural.
Embora a programação divulgada pela EPE não traga, até o momento desta publicação, novos resultados quantitativos detalhados da apresentação, a presença do PNIIGB no debate setorial reforça um movimento que já vinha sendo construído desde 2024: o biometano está deixando de ser tratado apenas como uma alternativa de produção para entrar no planejamento da infraestrutura gasífera brasileira.
Esse movimento pode parecer técnico, mas tem consequências econômicas relevantes.
Uma planta pode produzir um combustível com qualidade compatível com o uso industrial, comercial ou veicular e ainda enfrentar dificuldades para acessar um mercado competitivo se estiver geograficamente distante da demanda.
O custo de conexão pode alterar completamente a viabilidade do projeto.
Em certas regiões, o desafio poderá ser construir um ramal até a malha existente. Em outras, será preciso organizar uma logística de GNC ou Bio GNL. Há ainda situações em que a melhor solução poderá ser aproximar o consumo da produção, criando mercados regionais ou contratos diretamente vinculados a determinadas instalações industriais.
Por isso, a infraestrutura deixa de ser uma etapa posterior ao investimento e passa a fazer parte da própria avaliação de viabilidade.
Essa é uma mudança semelhante àquela que já aparece em outros segmentos da transição energética. A disponibilidade de recurso natural, isoladamente, não cria mercado. É necessária uma infraestrutura capaz de fazer oferta e demanda se encontrarem.
No setor elétrico, esse debate aparece na necessidade de redes para integrar geração renovável. No biometano, ele surge na forma de gasodutos, instalações de conexão, compressão, liquefação, transporte e planejamento territorial.
O valor do PNIIGB está justamente em aproximar duas geografias diferentes
A oferta potencial de biometano está distribuída de acordo com a localização da biomassa e dos resíduos. A demanda, por sua vez, segue outra lógica.
Indústrias intensivas em energia, frotas pesadas, plantas químicas, redes de gás canalizado e consumidores comerciais estão concentrados em determinados corredores econômicos. Nem sempre estão próximos das regiões com maior disponibilidade de substratos para produção de biogás.
Essa diferença geográfica ajuda a explicar por que o planejamento integrado pode assumir uma função estratégica.
Não se trata de pressupor que todo produtor precise acessar um gasoduto. O próprio desenho oficial do PNIIGB contempla diferentes alternativas de transporte e distribuição. Trata-se de identificar em quais situações cada solução faz sentido e onde a infraestrutura compartilhada pode reduzir custos, ampliar escala e criar acesso a novos mercados.
Esse tipo de coordenação pode ser especialmente relevante em regiões com diversos produtores potenciais.
Projetos individualmente pequenos podem ter dificuldade para justificar grandes investimentos logísticos. Quando analisados como parte de um polo regional, a equação econômica pode mudar.
Ao mesmo tempo, o planejamento precisa evitar o caminho contrário: construir infraestrutura baseada apenas em potenciais teóricos que não se traduzam em contratos, projetos ou demanda efetiva.
É por isso que a metodologia da EPE combina previsão, informações fornecidas pelos agentes, estimativas de custos, análise socioambiental e avaliação de impactos.
O desafio não é simplesmente ampliar infraestrutura.
É construir a infraestrutura certa, no local adequado e em um ritmo coerente com o desenvolvimento efetivo da oferta e da demanda.
23 de setembro: biocombustíveis avançados entram na discussão mais ampla da transição energética
A programação do dia seguinte ampliou esse debate.
Na quarta-feira, 23 de setembro, a EPE apresentou na ROG.e o trabalho “Biocombustíveis Avançados e a Transição Energética no Brasil: Perspectivas Socioeconômicas com uso da Matriz Insumo Produto”, dentro da sessão temática sobre Bioenergia e Bioprodutos. No mesmo dia, a instituição participou de debates sobre integração energética, projeções e planejamento, além de realizar uma sessão técnica dedicada ao Plano Decenal de Expansão de Energia.
A programação não permite atribuir ao trabalho resultados ou projeções que não tenham sido formalmente publicados, mas a combinação dos temas é significativa.
Biocombustíveis começam a ser avaliados menos como um segmento isolado e mais como um dos instrumentos de uma transição energética diversificada.
Isso faz sentido para a realidade brasileira.
Ao contrário de economias em que a descarbonização está fortemente concentrada na substituição de geração elétrica fóssil, o Brasil já possui elevada presença de renováveis na eletricidade. Parte relevante dos desafios futuros está no transporte, na indústria e em usos térmicos nos quais moléculas renováveis podem desempenhar papel importante.
O PDE 2035 é justamente um instrumento de planejamento integrado, elaborado pela EPE sob coordenação do Ministério de Minas e Energia, que analisa diferentes energéticos e suas perspectivas de expansão no horizonte de 2026 a 2035. O plano possui, entre outros componentes, estudos específicos sobre gás natural e oferta de biocombustíveis.
O biometano ocupa uma posição peculiar nessa integração.
Ele é biocombustível, mas também pode utilizar parte da lógica e da infraestrutura do mercado de gás. Pode ser produzido a partir de resíduos, utilizado em transporte, substituir gás fóssil em processos industriais e, dependendo das condições de cada projeto, ser movimentado por gasodutos ou por sistemas de transporte dedicado.
Essa característica explica por que o combustível aparece simultaneamente em agendas de bioenergia, gás, descarbonização e infraestrutura.
O planejamento físico avança ao mesmo tempo que o mercado ganha uma arquitetura regulatória
Enquanto a EPE trabalha sobre a dimensão física e econômica da infraestrutura, outra transformação vinha ocorrendo no campo regulatório.
A Lei nº 14.993, de outubro de 2024, conhecida como Lei do Combustível do Futuro, instituiu o Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano.
A regulamentação avançou em 2025 e, em fevereiro de 2026, a Diretoria da ANP aprovou duas normas centrais para sua implementação. Publicadas em 4 de março, as Resoluções ANP nº 995 e nº 996 tratam, respectivamente, da individualização das metas compulsórias dos produtores e importadores de gás natural e da estrutura de certificação necessária para emissão do Certificado de Garantia de Origem de Biometano, o CGOB.
O CGOB acrescenta uma dimensão nova ao mercado.
De acordo com a ANP, o certificado é um instrumento de rastreabilidade associado ao volume de biometano produzido e comercializado. Ele atesta características do processo produtivo e deve incluir, entre outras informações, a origem do insumo utilizado e a localização da produção.
A relevância desse mecanismo vai além de comprovar que determinada molécula é renovável.
Em mercados de descarbonização, informação passa a ter valor.
Saber de onde veio o combustível, como foi produzido e qual operação comercial sustenta a emissão de determinado certificado torna-se necessário para evitar dupla contagem, comprovar cumprimento de obrigações e permitir que diferentes participantes reconheçam os atributos ambientais associados ao produto.
Nesse sentido, infraestrutura e certificação resolvem problemas diferentes, mas complementares.
A primeira permite que a energia circule fisicamente. A segunda permite que determinadas características ambientais associadas a ela possam ser rastreadas dentro de um sistema regulado.
2026 transformou o CGOB de conceito regulatório em uma estrutura operacional
A regulamentação publicada em março definiu uma cadeia de agentes e procedimentos.
Para que haja emissão do certificado, a unidade produtora participante precisa passar por certificação. Os Agentes Certificadores de Origem são credenciados pela ANP para realizar esse processo. A regulamentação também prevê escrituradores e entidades registradoras, criando uma arquitetura voltada à emissão, movimentação, registro, utilização para cumprimento de metas e aposentadoria dos certificados.
Segundo a ANP, a entidade registradora deve manter o registro do CGOB em plataforma eletrônica integrada, permitindo rastrear emissão, movimentações, baixa relacionada ao cumprimento das metas e aposentadoria do certificado.
A agência também estabeleceu requisitos para geração do lastro necessário à emissão dos certificados e procedimentos relacionados às operações fiscais que comprovam os volumes comercializados.
Há uma razão para esse nível de detalhamento.
Quando um atributo ambiental se transforma em instrumento negociável ou utilizado para demonstrar cumprimento regulatório, sua credibilidade depende da qualidade das informações que sustentam sua emissão.
Rastreabilidade, nesse contexto, não é uma formalidade burocrática adicional.
Ela é parte da infraestrutura institucional do mercado.
A primeira meta do PNDG tornou o mecanismo econômico concreto
Em abril de 2026, o Conselho Nacional de Política Energética definiu a primeira meta do programa.
Para 2026, foi estabelecida uma redução de 0,5% das emissões no mercado de gás natural, a ser cumprida por produtores e importadores por meio da participação do biometano. A ANP ficou responsável por individualizar as obrigações entre os agentes regulados.
A Resolução nº 995 estabelece quem está sujeito às metas e como elas serão calculadas. Entre as regras, a ANP excluiu agentes com produção ou importação média anual igual ou inferior a 160 mil metros cúbicos por dia e definiu que o cumprimento da meta individual é comprovado pela baixa do registro correspondente de CGOB.
Esse mecanismo é importante porque cria uma ponte entre a política climática e a demanda pelo atributo do biometano.
Antes, o produtor precisava essencialmente encontrar um consumidor disposto a adquirir a molécula renovável.
Com o PNDG, passa a existir também uma obrigação regulatória relacionada à descarbonização do mercado de gás. Na prática, isso tende a aumentar a importância da disponibilidade de biometano certificado e dos instrumentos capazes de comprovar seu uso dentro das regras estabelecidas.
Isso não significa que o mercado esteja automaticamente resolvido.
Oferta, preço, disponibilidade regional, infraestrutura e custos de transporte continuarão determinando a capacidade de expansão. Mas a demanda deixa de depender exclusivamente de decisões voluntárias de consumidores.
É justamente nesse ponto que a agenda regulatória e o PNIIGB começam a conversar.
Uma meta pode criar demanda econômica por biometano. Para que a oferta responda, é necessário produzir. E para que essa produção alcance o mercado, é preciso resolver conexão, logística e infraestrutura.
Origem, rastreabilidade e intensidade de carbono passam a ocupar o centro da agenda
A programação desta quinta-feira, 24 de setembro, na ROG.e torna essa convergência ainda mais evidente.
Pela manhã, a agenda oficial incluiu debates sobre combustíveis sustentáveis, biorrefino e moléculas de baixa pegada de carbono, além de uma sessão sobre certificação, cadeias de custódia e avaliação de sustentabilidade.
Às 15h, a ANP programou a apresentação “CS SAF: conectando sustentabilidade, intensidade de carbono e redução de emissões”. Logo depois, das 16h às 17h, está prevista a sessão “O papel da ANP no Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural: desafios regulatórios e a implementação do Certificado de Garantia de Origem do Biometano”, conduzida pela Superintendência de Tecnologia e Meio Ambiente da agência.
Até a conclusão desta matéria, essa última apresentação ainda não havia ocorrido. Por isso, eventuais anúncios relacionados a cronograma, novos procedimentos, operacionalização ou mudanças no CGOB não estão incluídos neste texto.
O que já é possível afirmar é que a própria escolha dos temas mostra para onde o debate está avançando.
A descarbonização deixa de ser tratada apenas pela quantidade de combustível renovável inserida no mercado. Cresce a relevância de saber qual é sua origem, como sua produção foi certificada, qual cadeia de custódia sustenta determinado atributo e como evitar que o mesmo benefício ambiental seja contado mais de uma vez.
Esse movimento aproxima o biometano de uma tendência mais ampla das cadeias de energia de baixo carbono.
À medida que empresas assumem metas climáticas e governos criam políticas de descarbonização, a capacidade de provar atributos ambientais se torna cada vez mais importante.
CGOB e CBIO não são a mesma coisa
A expansão dos instrumentos ambientais também exige cuidado para não misturar mecanismos com funções diferentes.
O biometano já pode participar do RenovaBio, política nacional de biocombustíveis criada em 2017. Nesse sistema, produtores e importadores passam por certificação de eficiência energético ambiental e recebem uma Nota de Eficiência Energético Ambiental relacionada à intensidade de carbono de seu processo. Essa certificação é utilizada para calcular a geração potencial de Créditos de Descarbonização, os CBIOs.
Cada CBIO representa uma tonelada de emissões de dióxido de carbono equivalente evitada segundo a metodologia do programa e é utilizado dentro das metas de descarbonização atribuídas aos distribuidores de combustíveis.
O CGOB possui outra função.
Ele está vinculado à origem e à rastreabilidade do biometano dentro do programa de descarbonização do mercado de gás natural.
Os dois instrumentos, portanto, fazem parte da política brasileira de redução de emissões, mas não devem ser tratados como equivalentes.
A própria ANP dedicou um estudo específico ao tema da fungibilidade entre CGOB e outros certificados de atributos ambientais. O relatório técnico foi aprovado pela Diretoria da agência em junho de 2026, evidenciando que a relação entre diferentes instrumentos exige análise regulatória própria.
A distinção é importante porque um mercado mais sofisticado dependerá justamente da capacidade de identificar com precisão qual atributo está sendo negociado ou utilizado para cumprir determinada obrigação.
24 de setembro: RenovaBio recebe novo processo de certificação envolvendo biometano
Nesta mesma quinta-feira, outra movimentação regulatória ajuda a completar o quadro.
A ANP iniciou a Consulta Pública nº 1051/2026, referente à proposta de certificação RenovaBio da Biometano Santa Cruz Ltda. O período para contribuições vai de 24 de setembro a 24 de outubro, e o processo tem o Instituto Totum como firma inspetora.
É importante compreender o significado dessa consulta.
Não se trata de uma consulta pública destinada a modificar as regras gerais do RenovaBio. É uma etapa do processo de certificação de um produtor específico.
A ANP explica que essas consultas tornam público o processo e permitem que sociedade e agentes interessados apresentem contribuições sobre a certificação. Após a fase pública, a firma inspetora analisa os comentários recebidos e pode realizar verificações adicionais antes da decisão sobre o processo.
Uma vez aprovado o Certificado da Produção Eficiente de Biocombustíveis, o produtor habilitado pode se tornar emissor primário de CBIOs, em quantidade relacionada ao volume elegível comercializado e à eficiência ambiental reconhecida no processo de certificação.
Isoladamente, a consulta de uma única empresa não representa uma mudança estrutural no mercado.
O significado está na sobreposição das agendas.
Enquanto o País estrutura um certificado específico de origem para o biometano dentro do PNDG, produtores da mesma molécula continuam avançando dentro do sistema de certificação ambiental do RenovaBio.
A molécula passa, portanto, a ocupar simultaneamente diferentes espaços regulatórios.
O próximo desafio será fazer infraestrutura, regulação e economia funcionarem juntas
A sequência dos acontecimentos entre 22 e 24 de setembro ajuda a enxergar o mercado de biometano de uma forma mais completa.
No primeiro movimento, o PNIIGB leva o combustível para dentro do planejamento da infraestrutura de gás e coloca questões de escoamento, transporte e conexão no centro da expansão.
No segundo, as discussões sobre biocombustíveis avançados e o planejamento decenal reforçam a bioenergia como parte de uma estratégia energética mais ampla.
No terceiro, PNDG e CGOB estruturam demanda regulatória, certificação e rastreabilidade.
Por fim, a nova consulta do RenovaBio mostra que a certificação da eficiência ambiental de produtores de biometano continua avançando em paralelo.
Esse conjunto de iniciativas aponta para uma mudança importante de maturidade.
O mercado brasileiro não está mais discutindo somente se existe potencial de produção.
A pergunta passa a ser se esse potencial consegue se transformar em moléculas disponíveis para consumidores reais, com logística economicamente viável, qualidade regulada, origem comprovável e mecanismos confiáveis para reconhecer seus benefícios ambientais.
Essa mudança aumenta a complexidade do setor, mas também cria as bases necessárias para sua expansão.
Um mercado de energia não se sustenta apenas em potencial técnico. Precisa de demanda, infraestrutura, padrões, contratos, confiança regulatória e mecanismos capazes de reduzir a assimetria de informação entre quem produz e quem consome. O PNIIGB atua sobre parte desse desafio ao tentar organizar a dimensão física. PNDG e CGOB atuam sobre a dimensão regulatória e de rastreabilidade.
O RenovaBio acrescenta um mecanismo já consolidado de mensuração da eficiência energético ambiental e geração de créditos de descarbonização. O desenvolvimento do biometano dependerá, cada vez mais, da capacidade dessas diferentes peças funcionarem de maneira coerente.
Produzir é apenas o começo da equação
O Brasil reúne condições relevantes para desenvolver o biometano. Há disponibilidade de resíduos agropecuários e agroindustriais, grandes cadeias de proteína animal, produção de açúcar e etanol, aterros sanitários, sistemas de saneamento e consumidores que utilizam gás natural ou combustíveis fósseis e podem buscar alternativas de menor intensidade de carbono.
Mas potencial não é mercado.
Entre a matéria orgânica e o consumidor existe uma cadeia de decisões técnicas e econômicas.
É necessário produzir biogás, purificá lo até atingir as especificações aplicáveis ao biometano, garantir qualidade, encontrar compradores e decidir como transportar a molécula. Dependendo do projeto, será preciso construir infraestrutura dedicada, acessar uma rede existente ou utilizar transporte comprimido ou liquefeito.
Além disso, um mercado de descarbonização exige que os atributos ambientais dessa produção possam ser demonstrados com confiabilidade.
É aqui que os acontecimentos desta semana ganham significado quando observados em conjunto.
A apresentação do PNIIGB evidencia que escoamento e conexão começam a fazer parte da política de desenvolvimento do biometano. A agenda do PNDG mostra que haverá uma demanda regulatória associada à descarbonização do mercado de gás. O CGOB cria uma estrutura para comprovar origem e rastrear certificados. O RenovaBio continua oferecendo um caminho específico para mensurar eficiência ambiental e gerar CBIOs.
Nenhum desses instrumentos, isoladamente, garante a expansão do setor.
Mas juntos eles mostram que o debate brasileiro começa a deixar uma fase predominantemente baseada no potencial e entrar em outra, mais difícil e mais concreta, relacionada à formação efetiva de mercado.
O desafio do biometano, portanto, começa a mudar.
Produzir continua sendo fundamental. Porém, a próxima etapa será definida pela capacidade de conectar produção e consumo, reduzir os custos da logística, desenvolver infraestrutura, comprovar origem e transformar atributos ambientais em sinais econômicos confiáveis.
É nesse ponto que planejamento energético, infraestrutura e política de descarbonização deixam de correr em trilhas separadas.
E é também nesse ponto que o biometano pode começar a deixar de ser apenas uma oportunidade potencial da transição energética brasileira para assumir uma posição mais estruturada dentro do sistema de energia do País.
